安全性评价检查表

表格序号评价项目检查情况结果2安全设备评价2.1电站锅炉2.1.1设备状况2.1。1.1汽包锅筒、直流锅炉汽水分离器、集中下降管、联箱(过热器联箱、再热器联箱、减温器联箱、省煤器联箱）、受热面管(水冷壁、过热器、再热器、省煤器)等本体承压部件按规定进行查验,并无存在危及安全运行的缺陷和隐患2。1。1.2锅炉范围内管道、管件、阀门及附件(包括：主蒸汽管、再热蒸汽管、导汽管、下降管、给水管、减温水管、再循环管、事故放水管、直流锅炉启动系统、疏放水管、排污管、空气管、压力信号管、温度计套管、加药管、化学取样管、阀门、炉水循环泵、疏水及排污扩容器等)按规定进行查验,并无存在危及安全运行的缺陷和隐患2。1.1。3炉膛与燃烧器能适应燃用煤种。表现在：在要求的负荷调节范围内，维持良好的燃烧工况（着火稳定性、燃烬特性及结渣特性等);燃烧器无烧损、变形;炉膛无严重结渣、耐火材料脱落;风门挡板（包括燃烧器摆动)及调节装置完好;燃烧室(包括炉顶)及烟、风道密封良好2.1.1.4锅炉构架、刚性梁其强度、刚度和稳定性符合要求,无变形，炉膛无明显较大幅度的振动；大板梁、承力柱、吊杆等承重部件无存在危及安全运行的缺陷和隐患；冷灰斗支撑结构其强度、稳定性符合要求2.1。1.5锅炉热膨胀状况正常，膨胀中心限位装置良好；预留膨胀间隙合理;各部件膨胀通畅；锅炉范围内管道支吊架完好，受力状态正常，管系膨胀通畅,无明显晃动；膨胀指示器齐全、安装位置正确2。1。1.6锅炉风烟系统：送、吸风机，空气预热器等无存在危及正常稳定运行的缺陷和隐患；风、烟道及其附件（法兰、挡板、伸缩节、支吊架等)状态良好2.1。1.7磨煤机、排粉机、一次风机、给煤机、密封风机、给粉机、螺旋输粉机等设备不存在危及正常稳定运行的缺陷和隐患；煤仓、粉仓符合要求;煤计量装置正常；制粉管路及附件状态良好；灭火消防及吹扫系统完整，处于备用状态2。1.1.8炉膛及烟道吹灰器布置合理；喷嘴无堵塞、变形、脱落；炉膛吹灰器喷头与水冷壁距离、喷嘴吹扫角度符合要求；吹灰器进退动作灵活、旋转正确、行程正确；阀门启、闭正常；严密性良好；吹灰蒸汽系统严密，疏水良好，并具有艮好的调节性能2。1.1。9除灰渣设备系统的运行方式、容量和设备性能能满足电厂安全、稳定生产的需要;系统、诸设备及设施（包括厂内外设施：输送管路、设备和贮灰场及设施)不存在影响安全的隐患，无危及发电机组正常运行的因素;系统设备具有良好的严密性，周围环境应符合有关要求的规定2。1.1.10点火及助燃油系统应符合有关规定；油燃烧器（油枪、油枪执行机构、调风器、点火装置及控制设备系统、火焰监测等）无影响其运行的缺陷或隐患；油枪不变形、不漏油、不堵塞，雾化良好;系统及阀门附件具有良好的严密性2。1。1。11电除尘设备(包括:本体结构、主要部件、电气及配件、料位检测、卸灰装置、加热及保温、监测控制等)无影响其正常投运的因素；其设备投入率符合要求;除尘效率应使烟气中排放的粉尘量及其浓度符合环境保护标准的要求；本体及烟道无泄漏，外部保温完好2.1。1.12锅炉安全阀（包括：汽包、过热器出口、再热器、启动分离器等)其安装位置及排放量符合要求、动作正确可靠、无泄漏、无影响安全的隐患2。1。1。13锅炉压力、温度测量装置其测点位置、数量及精度应满足有关规定；各段过热汽和再热汽温度测量、壁温测量、炉膛出口和各段烟道烟温测量、炉膛及各段烟道烟压测量其测点位置、数量、精度、安装工艺应符合有关设计制造和其他相关的技术要求。测量数据正确、可靠2.1。1。14锅炉汽包及启动分离器水位计安装数量、位置、工艺及测量方法应符合有关规定；水位计不存在影响其指示准确和安全运行的因素2。1.1.15锅炉整套监视控制系统、自动调节装置、联锁保护装置的设置和功能应符合有关规定；锅炉整套监视控制系统、自动调节装置、联锁保护装置不存在影响其指示准确和安全运行的因2。1.1。16炉墙、热力设备和管路系统保温完好，符合有关规定；炉顶密封性良好2。1.1.17热力设备及有关系统应有可靠的防冻措施2。1.1。18设备编号及标志完整、清晰、规范、一致；阀门及挡板编号、开关方向示志及阀位指示是否齐全、清晰、规范，并与图纸相符;管道介质名称、涂色或色环及流向标志是否齐全、清楚、正确，并与图纸相符；主、辅设备名称、编号、转动方向、执行机构开关方向等标志是否齐全、正确、清晰，并与图纸相符； 操作台盘、仪表盘、音响光示信号诸设备名称是否齐全、清晰、正确；仪表表盘刻度清晰、额定值是否划有红线；正常值、报警值、跳闸值是否标示清晰,光字牌显示正确2。1。2运行工况2。1.2。1在燃用适用煤种时,锅炉良好的燃烧工况反映在: 炉膛压力应稳定维持在规定范围内； 在允许负荷调节范围内着火稳定，无灭火事故发生; 炉内火焰充满度好,左右烟温偏差在允许范围之内； 炉内无严重结渣; 不存在高温腐蚀； 未完全燃烧损失小； 抑制N0x的生成； 运行人员能及时掌握燃煤煤质2。1.2.2年内是否发生锅炉灭火、炉膛爆炸事故;事故原因是否查明;防止对策的制订和落实2.1.2。3年内是否发生过燃烧器、一次风管烧损故障；原因是否查明；防止对策的制订和落实2.1。2.4年内是否发生锅炉尾部再燃烧事故；其原因是否查明;防止对策正确并落实2。1。2.5炉膛是否存在严重结渣,结渣部位与结渣原因是否查明；防止对策和措施是否落实；吹灰系统是否能按规程正常投运2.1.2。6维持锅炉正常水动力工况： 汽包水位应在正常水位允许范围内波动。年内是否发生汽包水位异常事故；其原因是否查明；防止对策和措施是否落实. 炉水循环泵运转正常,且泵差压应大于允许的最低差压值。年内是否发生循环泵故障;其原因是否查明；防止对策和措施是否落实。 直流锅炉流量应大于最低启动流量.年内是否发生直流锅炉给水流量低于最小启动流量事故；其原因是否查明；防止对策和措施是否落实2。1。2.7年内是否发生超压运行工况，超压幅度、持续时间及原因是否查明；是否对其产生的后果进行过评估；防止对策和措施是否正确、落实2。1.2。8年内是否发生主汽、再热汽超温和低温运行工况，汽温偏离正常值的幅度、持续时间及原因是否查明；是否对其产生的后果进行过评估；防止对策和措施是否正确并落实2。1。2。9年内是否发生受热面（过热器、再热器、直流炉水冷壁、省煤器）超过设计壁温运行工况和超温爆管事故；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实2.1。2.10年内是否发生：再热器无通汽时，炉膛出口烟温超过限值(540）；正常运行中,炉膛出口及烟道左右两侧烟温偏差超过502。1。2.11年内是否发生囚磨损、腐蚀、掉渣等因素，导致受热面(水冷壁、过热器、再热器、省煤器等)损坏事故;原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实2.1.2.12年内是否发生定期排污罐、连续排污罐、疏水扩容器、启动分离器等压力容器超压及其他故障;原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实2.1。2。13年内是否发生过锅炉范围内管道、管件、阀门及附件危及人身安全、设备运行的故障;原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实2。1.2。14年内是否发生过锅炉范围内热力系统管路、管件、阀门及附件，主要包括:主蒸汽管、再热蒸汽管、给水管、减温水管、排污管及其管系上的疏放水管、空气管、压力信号管、温度计套管、阀门等危及人身安全、设备运行的故障；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实2。1。2。15锅炉启、停是否严格按照运行规程进行，其重点要求为: 在25负荷以下或油煤混烧时，回转式预热器是否连续吹灰； 升温升压或降温降压的速率是否按规定进行； 汽包任两点间壁温差不超过厂家规定,厂家无规定时应控制不大于50cC； 受热面壁温及烟温是否发生超限运行异常工况； 有再热器的锅炉，在再热器未通汽时,炉膛出口烟温应不超过540t； 炉膛出口及烟道两侧烟气温度差不大于50； 在启动过程中是否发生过炉膛未经大于最低风量通风吹扫强行点火；直流炉启动冷、热态清洗其水质是否符I合标准；锅炉投粉是否按规程要求进行2.1。2.16锅炉本体、汽水管道及烟风管路系统热膨胀正常;支座吊架状态良好；无不允许的振动或晃动2。1。2。17锅炉启动及正常运行时水、汽品质合格。重点应注意:启动时锅炉进水品质是否合格;启动中是否能根据水质进行洗硅；运行中能根据化学监督进行排污、放水2.1.2。18制粉系统运行直接影响锅炉燃烧工况,在年内： 是否存在堵煤、异物和大块煤进入磨煤机而发生异常； 是否发生制粉系统内部自燃、着火或爆炸； 磨煤机出口温度是否与煤质相匹配； 制粉系统(包括防爆门)漏粉漏油是否影响环境，引发积粉自燃发生火灾； 是否存在断煤，信号是否正确； 是否发生过因一次风量过低，导致一次风堵管； 启、停制粉系统操作是否符合规程，特别是启动暖磨和停运时冷却抽粉尤为重要； 是否严格执行定期降粉和停炉前煤粉仓烧空制度； 灭火系统要保持完好,定期试验(试验时介质不进入系统）； 防止制粉系统着火和爆炸事故措施是否制订及落实2.1.2。19运行中的热工仪表、保护及控制装置应符合下列要求： 完好、整洁，标志齐全、正确、清晰； 仪表正确度、灵敏度、参数越限报警值正确、记录仪表记录完整清晰; 信号光字牌正确、清晰，灯光音响正确可靠； 控制台盘操作装置齐全、标志明显正确、操作可靠; 主要热工仪表、自动调节系统、保护装置投入率符合要求;未发生未经批准无故停运； 主要热工仪表、自动调节系统、保护装置应按规程进行定期校验和试验； 受控风门、挡板、阀门及其他执行机构动作正确、可靠2.1。2。20电除尘器启、停及正常运行应按有关规程及技术文件进行，以保证除尘器设备的可靠性和性能;除尘器电场投入率应992。1.2。21年度内送、吸风机，一次风机，排粉机,磨煤机,给煤机，密封风机，回转式预热器等主要辅机运行情况是否正常,转动部分及润滑油系统工作可靠，不漏油；是否发生过异常、故障，其原因是否查明,防止对策正确并落实2。1。2。22生产及仪用空压机和附属设备、系统是否存在影响机组安全、稳定运行的缺陷或隐患；处理方案是否落实2.1.2。23除灰除渣设备及系统： 捞渣机、碎渣机及输渣机是否发生影响主机出力的异常、故障; 水力除渣、除灰系统各泵、设备、管路沟道及设施是否发生过影响机组出力和运行的故障； 除灰、除渣设备系统是否发生过影响机组出力和运行的故障; 除灰除渣设备及系统所在厂房、厂区及生产场所应符合文明生产要求,不得有严重漏点2。1.2。24灰场大坝和设施是否存在影响安全生产的事故2.1.3技术管理2。1.3。1专业技术管理资料完整、齐全。包括:主、辅设备技术资料和图纸;符合实际的机组系统图册;设计技术文件和资料；设计、制造、安装、调试、运行等技术资料;专业技术管理和专业技术分析资料等2。1.3。2根据国家和上级颁发的有关生产法规、标准、规程、制度、反事故技术措施(如：防止电力生产重大事故的二十五项重点要求等）和设备厂商提供的技术文件等，编制锅炉及附属系统设备的运行规程及技术文件； 每年应对规程进行一次复查、修订,并书面通知有关人员，不需修订的，也应出具“可继续执行文件”2.1.3。3是否认真贯彻防止电力生产重大事故的二十五项重点要求等文件及上级单位防止电力生产故障的要求、通知等技术文件，是否将其编订到相关规程和制度中2.1.3.4设备台账、设备评级、设备缺陷管理、设备可靠性管理、备品备件管理、系统设备异动管理、科技环保、技术进步、技措反措、检修技术资料等技术资料齐全、完整2.1.3.5锅炉运行、维护管理技术资料齐全,有岗位分析、定期工作分析和专题分析;有两票(工作票和操作票）、三制(交接班、巡回检查和设备定期检查制度)执行情况的记录分析资料，并按年度统一存档备查2.1.3。6按电力工业技术监督工作规定建立了本企业的技术监督网和各级监督岗位责任制； 根据国家、行业、公司有关技术监督方针政策、法规、标准、规程、制度、条例等,制订了本单位的实施细则和相关技术措施，建立了技术监督技术档案2。1。3。7电厂应配有经考核合格的锅炉压力容器安全监督管理工程师(专职或兼职)2。1.3。8电厂应结合本厂实际制订设备维修管理体系(制度)。主要包括：检修计划管理、检修过程管理、检修工艺及质量标准、检修后的验收、设备异动管理办法等。积极推广应用先进的检修管理模式2.1.3。9设备维修资料齐全、完整.主要包括:设备维修台账、非计划维修台账、大小修计划及准备工作、维修验收记录、大小修工作总结等2。2汽轮机2.2。1本体及调节保安系统技术状况2。2。1.1。本体主要部件是否存在下列缺陷或隐患（1)汽缸（含喷嘴室）裂纹、变形或结合面大螺栓存在隐患；保温不完好；汽缸间导汽管存在隐患（2)转子（含接长轴)和对轮（含连接螺栓）存在隐患；轴弯曲值不合格；对轮晃度(对轮连接前后）超标；主轴和主油泵轴间的齿型联轴器（或类似联轴器）存在异常磨损；套装叶轮轴向键槽裂纹(测量相对轴振动的传感器和测量大轴挠度的传感器应装于主轴承上，传感器支架应有足够的刚性） (含盘车装置）（3)隔板变形或裂纹;叶片（含叶根及与之相配的叶轮根槽）存在严重缺陷（含水蚀）或频率不合格,或围带、拉筋等有隐患(4)主汽门、调节汽门、再热主汽门、再热调节汽门以及汽门间连接导汽管存在爆破隐患，M32及以上螺栓未按期检验(5）主轴承和推力轴承乌金磨损、脱胎、龟裂等尚留有未彻底处理的缺陷；轴承间隙及紧力、推力轴承瓦块厚度差等超标；(6）轴封结构及材质、轴封间隙标准等不能满足防止轴封漏汽和防止大轴弯曲的要求;轴封动静部分异常磨损；轴封供汽系统及调节装置存在缺陷2.2。1。2调节保安系统主要部件是否存在下列缺陷或隐患(1）超速保安装置（含自动主汽门、再热主汽门、电超速保护等）存在隐患，或不能正常投入;机组重要运行监视表计,尤其是转速表显示不正确 (2)未装设另一套就地转速表（对于主轴和主油泵轴间采用挠性联轴器、且转速变送器装于主油泵侧的机组，应装有两套就地转速表及各自独立的变送器.另一套转速表应装于主轴侧或和主轴采用刚性连接的其他转子附近)（3)调节系统（含调速汽门、调压抽汽门）存在卡涩或锈蚀缺陷，或出现负荷摆动、不能定速、带不满负荷等调节系统故障（4)DKU控制系统应安全、可靠和稳定，电液伺服阀（包括各种类型电液转换器)的性能应符合要求,不卡涩、泄漏2.2。2重要辅机及附属设备技术状况2。2。2.1给水泵(含驱动设备，如：汽轮机、电动机、液力耦合器等，2.2。2。2-2。2.2.6同)是否完好2。2.2。2循环水系统（含空冷机组的冷却水系统）设备，如:循环泵及出口蝶阀、冷却水循环泵和空冷器、水塔、旋转滤网及二次滤网等是否存在缺陷和隐患2。2.2。3凝结水系统设备，如：凝结水泵、疏水泵、低压加热器等是否存在缺陷和隐患；2。2.2.4真空系统（含真空泵、射水泵和射水抽气器、射汽抽气器等）设备是否存在缺陷和隐患2.2。2。5主油泵、高压油泵、交直流润滑油泵及其起动装置是否完好，油系统及设备（油箱、油位计、注油器、冷油器、油净化装置等）是否正常。润滑油管道上滤网是否有防止堵塞和破损措施2。2.2.6冷发电机氢油差压阀、平衡阀自动跟踪装置是否正常，性能良好。密封油系统（含交直流密封油泵、注油器、冷油器等)是否完好2.2。2.7凝汽器是否存在缺陷和隐患；凝汽器铜管(含钛管、不锈钢管)材质是否和循环水质相适应；堵管数是否在允许范围内；胶球清洗装置是否正常2.2。3压力容器及高温高压管道技术状况2。2。3。1除氧器是否符合防爆要求2。2。3.2高压加热器是否符合防爆要求2。2.3.3疏水、排污扩容器是否符合防爆要求（来水参数是否符合要求，安全装置是否齐全）2。2。3.4其他生产用压力容器是否符合防爆要求(包括管材是否符合水质要求，水质是否符合设计要求)2。2.3。5高温高压主汽、给水和疏水管道、三通、阀门及其他机外管道是否符合防爆要求,是否按行标要求进行监督、检验和更换，支吊架是否按期检查，其功能是否正常，管道膨胀、振动等有无异常，保温是否完好2。2。4运行工况2.2.4。1机组启、停是否按运行规程要求进行启动条件判别；启、停机操作是否符合运行规程要求；启、停机过程的状态和参数记录是否齐全；若出现异常情况是否按运行规程和有关反事故技术措施正确处理，是否作好记录2。2.4。2正常运行 是否按运行规程中正常运行控制数值的要求对设备进行监控；出现异常情况是否按运行规程进行正确处理，是否作好记录并认真分析2。2.4.3运行参数及状态管理(1)各种工况下汽缸上下缸温差是否合格（2)调节级压力、温度和监视段压力、温度正常(3)主轴承和推力轴承乌金温度和进、回油温度是否超限或接近限值,同一轴承上的乌金温度差值是否偏大，轴承油膜压力是否正常，轴向位移是否正常（4)主轴和主轴承的振动值是否达到优良范围，振动保护是否正常投入,是否为每一振动测点建立正常值区域(5)各种工况下机组绝对膨胀值及胀差值是否正常,是否存在汽缸膨胀受阻、汽缸偏移等缺陷(6)汽缸结合面和轴封是否存在严重漏汽现象(7)汽缸是否存在漏进冷汽、冷水隐患(8）在机组正常启动或停机过程中能否投入旁路系统，在投入时各级旁路系统是否存在超温、超压、水冲击等隐患.在机组甩负荷或事故状态下旁路系统能否自动开启2。2.4.4工质管理(1)透平油（润滑油、密封油)、抗燃油油质是否良好；是否有油质管理制度及油质定期检验报告(2)凝结水硬度、溶氧、电导率和钠等指标是否超过标准(3）发电机内氢气是否受到密封油污染(氢气纯度和湿度)；发电机定子或转子内冷水水质是否受到工业水污染（4)锅炉给水品质是否合格（除氧器除氧效果)2。2。4.5定期工作用重要试验(1）机组大修后是否按规程要求进行调节系统静止试验或仿真试验，以确定调节系统工作正常(2)对新投产的机组或调节系统经重大改造后的机组是否按规定进行甩负荷试验;甩额定负荷时，调节系统能否维持机组转数低于危急保安器动作值(3）危急保安器按规定进行提升转数动作试验，数据应合格(4)危急保安器运行2000h充油试验,电超速保护定期试验（5）抽气止回阀定期活动试验；大、小修后及甩负荷前做全行程关闭试验；按规定测取抽汽逆止阀关闭时间(6）大修后、甩负荷前和运行机组1年一次主汽门、调节汽门严密性试验，按规定测取汽门关闭时间(7)每天（至少每周）一次的自动主汽门、再热主汽门的活动试验（8)带固定负荷机组每天(至少每周）进行一次调节汽门较大范围变动的活动试验（9）中压调节汽门每天(至少每周)进行一次活动试验2。2.4.6重要辅机及附属设备运行工况(1)额定工况下给水温度能否达到设计值；高加启停温升率及温差是否符合规程要求；高压加热器投入率是否偏低；高加旁路保护、危急疏水设备等能否正常投入;安全门是否定期校验,动作值是否合格；疏水调节装置能否正常投入（2)给水泵汽轮机运行工况是否正常；液力耦合器能否正常调速，工作油温是否超限（3)是否定期进行真空严密性试验，数据是否合格；凝汽器真空是否正常(4）氢冷发电机氢油差压阀、平衡阀能否全行程投入；是否往发电机内漏油（5）凝汽器胶球清洗装置能否正常投入;凝汽器是否经常泄漏；凝汽器端差是否正常（6）防寒防冻是否存在严重隐患2。2.5油系统防火2.2.5。1轴承（含密封瓦）及油系统是否漏油，汽缸及管道保温是否被油污染，密封瓦是否漏氢2.2.5。2机头下部热体附近油管道是否采取隔热防火措施，热体保温是否完整并包好铁皮2.2.5。3油管道法兰使用的胶皮垫或塑料垫或石棉纸垫是否更换，油管道材质、焊接质量是否定期检验，油管道能否保证各种运行工况下自由膨胀2.2。5。4压力油管道及阀门是否存在尚未消除的爆破隐患，油系统是否仍使用铸铁阀门2.2.5.5主油箱(包括调节用透平油、润滑油及密封油)事故放油门配置是否符合反措规定，事故情况下是否方便操作;室外事故油箱是否符合要求2.2。6设备编号及标志2.2。6.1阀门编号及开关方向标志是否齐全、清晰。编号是否规范，并和图纸一致2。2。6。2管道介质名称及流向标志是否齐全、清晰。图纸是否符合实际 2.2.6。3主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向是否齐全、清晰。名称和编号是否规范并符合图纸要求2.2.6。4数据采集系统（DAS)的CRT上参数正常值、报警值、跳闸值是否标示清晰并显示正常;光字牌是否完好、齐全；操作盘、仪表盘上设备名称是否齐全、规范;仪表刻度盘额定值处是否划有红线2.2.7技术资料2.2.7.1每台机组是否具备以下资料、规定、记录，主要值班人员是否掌握(1）转子原始弯曲的最大晃度值和最大弯曲点的轴向位置及圆周方向的相位，转子对轮连接前后的晃度值（2)大轴晃度表测点安装位置的转子原始晃度值及相位标志（3）汽轮发电机组正常起动过程中波德图和实测轴系临界转速值,以及正常起动、运行情况下各轴承的振动值记录(包括中速暖机时，临界转速和定速后及满负荷）；应定期测取振动趋势曲线及定期分析报告（4)正常情况下盘车电流值及电流摆动值记录(应注明记录时的油温、顶轴油压等）（5）正常情况下停机的惰走曲线(注明真空、顶轴油泵开启时间等)和破坏真空紧急停机时的惰走曲线,应有典型工况下的惰走曲线(6)停机后,正常情况下汽缸各主要金属温度测点的温度下降曲线和温度记录（应标明上下缸温差值）(7)通流部分最小轴向间隙值及汽封径向间隙值（8)各种状态下的典型起动曲线和停机曲线（9)机组起停过程中主要参数和状况记录(10)数字式电液控制系统（DEH）的控制逻辑、功能及运行操作手册（11）机组试验档案(12）机组事故档案（13）转子技术档案2.2。7。2设备大、小修记录（含工艺卡、验收签证书等)、总结是否及时、完整;有关技术资料是否齐全；设备台账等设备历史档案是否建立.电站压力容器技术登录簿是否登记注册2。2.8技术管理2.2.8。1现场运行规程中有关条文是否按照防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及有关行业反事故技术措施作了修订；是否严格执行;规程、图册是否及时修订和实际相吻合,并有相应制度保证2.2。8.2建立设备定期分析、主要运行参数定期分析及报告制度。提供年度反事故技术措施计划执行情况报告106页内容（5)运行设备及主要辅助设备是否标有规范、清晰的标志牌;复用保护的设备、部件和接线端子是否采用与其他设备不同的显著标志牌,并注明复用保护的线路名称和类型2.4.4。5专业管理及技术资料(1)通信专业管理是否纳入了电厂安全生产的管理机制;通信与电气、保护及调度自动化等相关专业间是否有明确的分工界面和联系制度(2)上级颁发的通信规程、制度、反措文件是否齐全；是否结合本厂实际，制订了通信现场安全文明生产必要的具体规章、制度和安全技术措施(3）是否按上级有关通信设备运行、维护管理规定要求，编印了本单位设备的运行值班日志,定期巡检、测试、年检、消缺以及设备、备品备件、仪表台账等规范化的记录、表格并认真填写（4)下列通信技术资料是否齐全、规范： 设备说明书，原理图； 通信系统接线图; 电源系统接线图及操作说明; 配线表； 检修测试记录； 设备竣工验收资料2.5热工设备2。5。1数据采集系统（DAS)2。5。1.1数据采集系统功能、实时性和精度(1）输入参数是否具有真实性判断功能（2）CRT画面响应时间是否符合规定(3）打印制表功能是否正常，是否进行定期试验（4）事件顺序记录和事故追忆功能是否正常,是否定期试验2。5。1。2锅炉主要检测参数（1）锅炉汽包水位测量系统配置，安装和使用是否符合有关规定(2）在司炉操作台处，是否有能观测到炉膛火焰的设施(3)下列温度是否有显示，指示值同相关参数示值的对应关系是否正常；测点数和位置是否满足要求： 过热器出口，再热器进、出口,减温器前、后，给水、汽包壁（上、下)，再热器入口烟气,排烟,过热器、再热器管壁,燃油炉炉前燃油，直流炉中间点及水冷壁出口联箱工质，磨煤机出口风粉混合物，煤粉仓（4）下列压力是否有显示，指示值同相关参数示值的对应关系是否正常: 汽包，给水调节阀前、后，过热器和再热器进、出口，直流炉起动分离器和一次汽水系统截断阀前,燃油炉供油、回油，强制循环锅炉炉水循环泵进出口压差,各安全门控制用压缩空气气源，各安全门门前压力，燃烧室压力(5)下列参数是否有显示，示值同相关参数示值对应关系是否正常： 主蒸汽流量、给水流量、减温水流量、直流炉汽水分离器水位、烟气含氧量、煤量、燃油流量、燃气流量（6)下列报警点是否正常投入: 主蒸汽压力高、低，再热蒸汽压力高、低，主蒸汽温度高、低，再热蒸汽温度高、低，直流炉中间点压力高、低,汽包水位高、低，给水压力低，燃烧室压力高、低,M1了保护动作，燃料中断,燃油炉燃油压力低，过热器管壁温度高，再热器管壁温度高,汽包壁温差大，安全门动作，磨煤机出口风粉混合物温度高，热工保护电源消失，DCS系统失电2.5.1.3汽轮机主要检测参数(1）下列测量值是否显示正常,显示值与相关测量值的对应关系是否正常：轴向位移，相对膨胀，汽缸膨胀，转速，晃度，轴振及轴承振动，轴承温度，推力瓦温，润滑油压,润滑油温,汽缸上、下缸内、外壁温，凝汽器水位，真空，除氧器水位,主油箱油位，主蒸汽、再热蒸汽温度，主蒸汽、再热蒸汽压力，监视段压力，排汽温度,调速系统油压，抗燃油压力(2)下列报警测点是否正常投入: 轴承（含推力轴承）温度高,润滑油压低，主油箱油位低，胀差大，主蒸汽、再热蒸汽温度高、低，发电机内冷水压力低,真空低，凝汽器水位高，高加水位高,轴及轴承振动大，汽轮机超速，自动主汽门关闭，ETS保护电源消失，发电机跳闸，发电机内部故障，抗燃油压力低，DEH失电2。5。1。4电气主要检测参数(1)双水内冷发电机组漏水检测装置是否正常投入,定期校验（2）下列温度指示是否正常，示值同相关参数的对应关系是否正常:发电机定子绕组和铁芯，定子冷却水出水,转子冷却水出水，发电机进、出口氢气或空气,氢气或空气冷却器进、出口冷却水，主变压器，高压厂用变压器,高压备用变压器(3)下列压力、流量指示是否正常，示值同相关参数的对应关系是否正常：发电机氢气压力，氢侧或空气侧密封油压力,氢气冷却器冷却水压力，水冷发电机冷却水压力，定转子冷却水流量（4）下列非电量仪表是否正常投入，指示值是否正常: 发电机氢气纯度，水冷发电机冷却水电导率2。5.2模拟量控制系统(MCS)2。5.2.1协调控制系统(1)协调控制方式（包括ACC)是否正常投入，是否满足有关技术指标，并具备安全运行的功能,做定期试验（2)一次调频是否正常投入，满足有关技术指标(3）是否投入机组负荷指令闭锁功能、机组负荷迫升、迫降功能和佃功能，满足有关技术指标2。5。2。2燃烧调节系统(包括燃料、送风、引风和BF方式时主汽压力）是否正常投入自动，是否满足有关技术指标，并具备安全运行的功能，做定期试验2.5。2.3给水调节系统是否全程投入自动，是否满足有关技术指标，并具备安全运行的功能,做定期试验2.5.2.4主汽温度调节、再热汽温度调节是否投入自动，是否满足有关技术指标,并具备安全运行功能,做定期试验2。5。2。5汽轮机轴封、高低加水位、除氧器水位、凝汽器水位和高低旁路是否投入自动，是否满足有关技术指标,并具备安全运行功能，做定期试验2.5.3顺序控制系统（SCS)2。5.3。1锅炉顺序控制系统(1）送、吸风机,空气预热器，启、停及事故跳闸时联锁保护功能及三者与烟、风道中有关挡板的启闭联锁功能是否正常投入，并做定期试验(2)给煤机、磨煤机、一次风机或排粉机启停及事故跳闸时联锁保护功能是否正常投入，并做定期试验（3）烟气再循环风机启停与出口风门和冷风门的联锁是否正常投入，定期试验（4)大型辅机与其润滑油系统、冷却系统和密封系统的联锁及这些系统中备用泵的自启动系统是否正常投入，并做定期试验（5）锅炉电气安全门是否正常投入，并做定期试验2.5.3.2汽机顺序控制系统(1)润滑油系统交、直流油泵，顶轴油泵和盘车装置的启停及与润滑油压的联锁保护功能是否正常投入，并做定期试验（2）交、直流密封油泵的启停及密封油压低联动备用交、直流密封油泵的联锁功能是否正常投入，并做定期试验（3)抗燃油泵启、停及抗燃油压低联动备用油泵的联锁是否正常投入,并做定期试验（4）给水泵、凝结水泵、凝升泵、真空泵、循环水泵、闭式冷却水泵等启、停及其与相应系统的压力和备用泵的联锁是否正常投入，并做定期试验2。5。4锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)2.5。4。1锅炉炉膛安全保护系统是否按下列基本原则配置： (1)220枷th锅炉应有： 全炉膛火焰监测装置； 炉膛压力保护装置(越限时主燃料阀跳闸)； 炉膛灭火保护装置(灭火动作主燃料阀跳闸,枷th及以上并实现对炉膛的吹扫）； 司炉操作台处，有炉膛压力、火焰显示，有压力越限和火焰熄灭的声光报警信号。 （2)670-1025th锅炉应配置炉膛安全监控系统即FSSS：炉膛火焰监测装置（包括各单火嘴及各层火焰监测）； 炉膛压力和灭火保护装置及主燃料跳闸系统(即MFT); 炉膛定时吹扫装置; 自动点火和油枪点火程序控制系统； 各风挡板控制系统； 司炉操作台处有炉膛压力，火焰的显示，有压力越限和火焰熄灭的声光报警信号 (3）20mth及以上的锅炉，除具有6701025th锅炉全部功能外,还应有对磨煤机和燃烧器实现自动管理的功能(即包括燃烧器投切管理、油系统控制、煤系统控制的功肯巳） 以上炉膛安全保护装置或系统均能全程投入，并做定期试验2.5。4.2是否有防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛压力取样管堵塞的安全技术措施2.5.4.3其他的M1了保护条件是否投入,并定期试验： 汽包水位过高、过低;直流炉给水中断；给水泵全停；全部送风机跳闸；全部引风机跳闸;煤粉燃烧器投运时，全部一次风机跳闸；燃料全部中断;总风量过低；FSSS失电；根据锅炉特点的其他停炉保护条件；手动停炉2。5.4.4锅炉炉膛安全监控系统的控制器是否冗余配置，且可自动无扰切换，同时是否具有在线自动手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能;炉膛安全监控系统的输入信号、UO通道和输出信号是否遵守“独立性”原则；手动停炉按钮是否具有“保护”措施，其输出是否直接接至停炉驱动回路2。5。4.5炉膛压力高、低保护，汽包水位高、低保护和直流炉给水中断保护是否采用独立测量的三取二逻辑判断方式，当有一点或有二点故障退出运行时,应自动转为二取一或一取一逻辑判断方式 2。5。5汽轮机控制2。5。5。1汽轮机是否设有如下停机保护,并能正常全程投入： 汽轮机超速；汽轮机低真空；汽轮机轴向位移大；轴承润滑油压低;汽轮机轴瓦及轴振动大（2印MW及以上机组应投入轴振动大保护);发电机冷却系统故障;发电机主保护动作；DEH失电;手动停机;汽轮机、发电机厂要求的其他项目; 以上所有保护是否在每次机组检修后启动前进行静态试验；是否按规程规定进行动态的超速保护试验。润滑油压低、真空低是否按要求做定期试验2。5.5.2汽轮机紧急跳闸系统(ETS）的控制器是否冗余配置，且可自动无扰切换，定期试验.其输入信号、IO通道和输出信号是否遵守“独立性原则； 超速保护、低真空保护、润滑油压低保护的测量元件是否采用三取二或三取中的冗余配置； 手动停机按钮是否具有“保护措施，其输出是否直接接至停机驱动回路2.5.5.3汽轮机是否还有下列保护： 抽汽防逆流保护机组跳闸时关抽汽止回阀，关高压缸排汽止回阀，启动前做静态试验； 低压缸排汽防超温保护-删MW及以上机组; 汽轮机防进水保护-高、低压加热器水位高、除氧器水位高，关闭相应的抽汽止回阀和抽汽电动门,做定期试验2.5.5。4数字式电液控制系统(DEH)(1）转速控制功能是否正常（升速、定速、过临界转速、同期等功能及其技术指标)（2)负荷控制功能是否正常(升、降负荷，负荷限止，负荷率限止，运行方式切换,压力控制与协调配合等功能及其技术指标）(3）是否具有阀门管理和阀门在线试验功能并定期试验(4)电液控制系统的供电和控制器的配置是否冗余，冗余切换是否正常,是否定期做切换试验(5) 防超速保护控制功能是否正常,并按规程规定进行试验（6)是否按要求进行甩负荷试验,并达到规定要求(7）是否具有跳闸电磁阀的在线试验、监测的功能和试验时如果真正出现跳闸信号，将不延误跳闸的功能2.5.5.5汽机高、低压旁路系统参数显示，操作、联锁保护、控制是否正常2。5.6DCS系统2.5。6。1 电子设备间环境(1)温度应保持在15-30cC；湿度4580，不结露；并装有温度、湿度表（2)是否具备抗高频信号干扰能力，并有防高频干扰的措施（3)是否有电子设备间管理规定,机柜内电线孔洞是否封堵，空气质量是否符合规定2。5.6.2控制系统及电源接地（1)电源(a)分散控制系统宜采用双路UPS冗余方式供电，进线分别接在不同供电母线上，对于未设冗余UPS的电源系统,当UPS故障时，允许短时直接取自保安电源作为备用电源（b）进入控制装置柜（盘)的交、直流电源,除停电一段时间不影响安全外,应各有两路，互为备用。备用电源的切换时间应小于5nu(应保证控制器不能初始化)。系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警(c）UPS应有2030的余量，UPS二次侧不经批准不得随意接入新的负载（d）分散控制系统各控制站分别配有各自的空气开关或保险(e)供电系统是否做定期切换试验,并记录（2)接地要求(a)应保证分散控制系统满足“一点接地”的要求,并定期测试接地电阻，做记录（b）IO屏蔽线接地应满足单端接地的要求2.5.6。3仪表控制气源质量： 控制气源应由无油空气压缩机供气,气源装置的出力应大于气动设备额定耗气量总和的2倍，并应有运行备用，检修备用空气压缩机各1台. 气源压力应能自动保持在0708Mh范围,空气压缩机全部停用时，储气罐应有1015mjn保证仪控设备正常工作的储气容量。 仪用空气压力低报警功能正常。 定期清理或更换过滤器的滤网。 供气管路低凹处应设有自动疏水器,并应保证动作灵活可靠。 仪控气源不得用于他用，也不宜和杂用气源混用。 气源管路途经室外，应对管路进行保温. 室外布置的送风机、引风机、一次风机的气动控制装置应加保温间和伴热，以免结露、结冰. 仪控气源质量每年入冬前进行一次测试。 仪控气源管路,阀门的标志应正确齐全2。5。6.4操作员站(1)键盘、鼠标等操作具备容错能力（2）操作员站的供电电源是否冗余设置,是否有频繁死机现象(3)操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求(4)SOE时间是否与主时钟同步，正常工作2.5.6。5过程控制站(1）过程控制站是否冗余配置，冗余切换是否正常，并定期进行切换试验。CPU负荷率是否在设计指标之内并留有适当裕度(2)电源冗余切换是否正常，定期试验(3）机柜内温度及冷却风扇是否正常，滤网是否定期清洗2.5.6。6通信网络（1）通信能否保证在繁忙工况下，不出现瓶颈现象（2)通信网络是否冗余，冗余切换是否正常，并定期进行切换试验2。5。6.7工程师站(1)工程师站是否分级授权管理,有相应的管理制度(2)工程师站各种功能是否正常2。5。6.8DCS系统的抗射频干扰是否合格，检修时测试2。5。6。9现场设备(1)变送器、各种测量仪表、开关、标志齐全，接线整齐，管路无泄漏(2）执行机构标志齐全，接线完好，动作正确（3)现场盘柜清洁,标志齐全，盘柜密封，照明完好（4)防寒防冻是否存在严重隐患2。5.7热工管理2。5.7。1热工技术监督“三率”是否达到上级主管部门下达的指标或有关行标规定的指标(1）完好率：自动装置完好率；保护装置完好率（2)合格率：主要测量参数是否进行系统联调，并按规定进行定期校验；主要仪表抽检合格率；数据采集系统测点合格率（3）投入率：自动投入率：DCS系统95；非DCS系统2mMW及以上80;非DCS系统200MW及以下76；保护投入率100%；数据采集系统测点投入率982。5.7。2是否有以下规章制度，并严格执行： 图纸资料管理制度；热工保护修改投退管理制度；热工保护试验制度；模拟量控制系统试验制度；DCS软件管理制度；热工备件管理制度；分散控制系统运行检修导则或规程；巡回检查制度2。5.7。3是否有下列图纸资料：热工设备清册或台账；管路及仪表图；热工设备互连图；控制原理逻辑图；分散控制系统组态图；主辅机保护与报警定值清册；模拟量控制系统整定试验与参数设置记录；热工设备电源系统图；热工设备气源系统图；仪器仪表清册、说明书、合格证及检定合格证;热工设备校验报告；热工设备检修台账或检修技术记录及检修原始记录；主要运行参数允许波动值范围设定;主要运行参数每日趋势图记录2。5.7。4量值传递（1)热工计量标准室是否满足有关规定要求（2）计量标准装置及检定人员是否照“计量工作管理规定”进行考核、取证。（3）标准器具是否按规定进行检定，不合格、超周期的不准使用2.6 电站化学设备2。6.1预处理设备2。6。1.1水处理设备（1)沉淀、絮凝、澄清设备 石灰乳配制计量设备是否存在缺陷；絮凝剂配制计量系统是否有腐蚀；混凝土澄清池是否渗漏；是否存在冒气泡或“翻池现象; (2.6。1项目中涉及的所有管道、阀门和转动设备,分别纳入各该项目中检查和评价，凡有缺陷者必须在规定时限内消除,不得带病运转)(2）过滤设备 滤料有无流失现象;滤器或滤池是否存在缺陷；各类水泵是否存在缺陷，压差是否超过规定2。6。1.2预脱盐设备 如系蒸发器，系统内是否结垢腐蚀；是否存在水汽共沸现象； 如系闪蒸器,隔室是否结垢腐蚀；配套的处理设备是否正常使用; 如系电渗析器，极间是否有结垢腐蚀，是否渗漏;脱盐率是否达规定要求； 如系反渗透器，膜滤芯是否有结垢；前处理设备是否正常；脱盐率及回收率是否低于规定；清洗后能否使脱盐率得到保证;反渗透元件有无损坏、泄漏2.6.1。3化学除盐设备（1）再生系统 酸碱贮罐及酸碱转输配制系统是否有滴漏腐蚀（2）除盐设备 树脂有无流失现象，树脂是否污染、降解。除盐设备是否存在缺陷，进出口压差是否超过规定（3）除盐水箱及排水沟道 除盐水箱有无防止二氧化碳溶入措施,使用效果是否正常，排水沟道有无腐蚀，是否已影响到地基；地面是否积存水2.6.1。4软化设备(1）再生系统，食盐贮存及配制计量系统是否蚀；氢钠交换系统的酸液贮存配制及计量统是否有腐蚀（2)软化设备 树脂是否有流失现象，树脂是否污染,交：容量是否下降，是否影响周期制水量。氢,吏换器配置是否合适2。6.1。5内冷水系统，闭式循环系统与热网系统（1）内冷水系统内冷水箱是否有充氮或其他密封措施；是否有Ph值调节或缓蚀处理措施;混床换柱工作是否正常；是否用混合阳树脂调节pH值及去离子，以上措施的效果如(2)闭式循环系统 工作介质是否达规定温度；水质是否合格；淡水冷却时是否结水垢；海水冷却时,是否有腐蚀和海生物污塞（3)热网系统 热网交换器是否有结垢、腐蚀及污塞;工作介质是否达额定温度（是否由设备结垢腐蚀、污塞影响所致） 2。6.1.6凝结水精处理设备(1）再生系统 再生液配制转输系统是否泄漏，再生塔及树脂输送系统是否有缺陷，在评价期内是否发生过树脂流失(2）前处理设备及精处理混床 前置过滤器工作是否正常，压差是否过大，是否按规定周期或压差清洗；前置交换器工作是否正常、压差是否过大，是否按规定进行再生；精处理混床工作是否正常,压差是否过大，出水水质是否正常。 使用电磁除铁过滤装置时，应评价电气装置情况及除铁情况2。6.1。7水循环处理设备（1)防垢处理设备 如果是阻垢处理，应了解水质稳定剂及缓蚀剂(或其复配剂）加药系统工作状况；如果有中和处理(单用或联合处理),应考察是否对混凝土构筑物或人身有侵蚀、伤害风险，计量及酸贮存设备是否正常；如果用弱酸树脂脱碱软化或其他交换处理，应考虑交换器及再生系统是否存在缺陷;对于农缩倍率超过5倍者，应考察是否影响循环水悬浮物增高，是否可能由于飘尘影响结垢，是否有旁流过滤设备(2)防污塞及缓蚀处理设备 如果是加氯机，应按氯气瓶管理规定严查泄漏可能，并按压力容器等级监管；如果是电解制氯（或次氯酸钠）应注意设备严密情况,腐蚀状况；了解胶球装置投用情况及有无缺陷；硫酸亚铁成膜设备及缓蚀剂投加设备工作状况及其保管状况，应了解氧化性灭活剂是否与缓蚀阻垢剂分别投加2。6。1。8废水处理设备（1)水平衡及水务管理 有无水平衡图,水平衡图是否合理，是否按水质、水温、水量、水压复用，以减少废水产生量；各种水的消耗量是否符合水平衡试验的结果，主要用水是否有指示流量及累计流量；有无超声流量计等测量工具，流量计是否定期校验；耗水、用水指标是否合理（2)废水处理设备 再生废液中和设备的混和是否均匀；pH值调节控制是否存在问题；生活污水处理设备水量是否过大；能否影响生化处理；隔油处理设备是否正常发挥作用；泥渣浓缩造粒设备是否能正常使用；是否实现无废水外排(废水零排放)2.6。1.9水处理用程控装置及仪表(1)水处理用程控装置程控装置是否存在缺陷,对出水水质、水量及再生剂消耗的影响如何，远程操作是否方便可靠(2)水处理仪表，包括pH值表、电导率表、钠表、硅表、液位计、热工仪表(压力、流量）再生用酸碱盐浓度计等是否运行正常2。6.1.10设备管道涂色是否正确；防锈漆层是否起皮脱落；设备是否产生大气腐蚀；管道是否标明介质流向;阀门是否有标牌编号；水处理室地面是否整洁，有无积存水；有无杂物堆积2。6。2水汽质量指标2.6。2.1预处理水(1）对澄清池出水